Situacion hidrocarburos 2014

SERIE DEBATE PÚBLICO Nº 30
Octubre 2014
Las plantas de separación de líquidos se constituyen en un hito histórico
¿Chuquisaca será el futuro primer departamento productor de hidrocarburos?
El 41% de inversión programada para el 2014 en hidrocarburos es para explotación

Situación de los Hidrocarburos
Director Ejecutivo:
Juan Carlos Núñez V.
Elaboración:
Célica Hernández L.
Raúl Velásquez G.
Edición:
Jorge Jiménez Jemio
Dirección:
Ed. Esperanza, Av. Mariscal Santa Cruz, piso 2
Telefax: (591-2) 2125177 - 2311074
Correo electrónico: comunicacion@jubileobolivia.org.bo
Casilla: 5870
La Paz - Bolivia
D. L. 4-2-2647-13
2014
Introducción
En los últimos 10 años, el sector hidrocarburífero
en Bolivia ha cobrado mayor importancia en
la economía nacional, pasó de representar
cerca de 4% del PIB en el año 2003 a 8,7%
en el 2013. Asimismo, hace 10 años, el sector
explicaba el 32% de las exportaciones, siendo
que actualmente representa cerca de 55% de los
ingresos por exportaciones bolivianas. Los cambios
en el régimen fiscal y contractual del sector se han
constituido en uno de los pilares fundamentales de
los ingresos fiscales, llegando a aportar más de un
tercio de los ingresos corrientes del Tesoro General
de la Nación, por lo que resulta importante contar
con información clara sobre el comportamiento del
sector que permita al pueblo boliviano conocer la
forma en que se administra y gestiona el principal
recurso natural del país.
Con este propósito, este informe presenta la
información relativa a las diferentes actividades del
sector hidrocarburos en Bolivia, desde la exploración
hasta la industrialización, considerando también
aspectos relevantes como la renta petrolera y las
plantas de separación de líquidos.
En este sentido, Fundación Jubileo busca coadyuvar
al análisis y debate público sobre la gestión de un
recurso natural estratégico y que debe constituirse
en el motor del sector hidrocarburos y de otros
sectores de la economía nacional.
FUNDACIÓN JUBILEO
Índice
Contenido
1. Exploración y reservas ........................................................... 3
1.1 Áreas reservadas para exploración y nuevos contratos .......... 3
1.2 Nuevos contratos ................................................................ 4
2. Producción de hidrocarburos, un incremento histórico ........... 5
3. Comercialización ...................................................................... 6
3.1 Mercado Interno ................................................................. 6
3.2 Mercado Externo ............................................................... 8
4. Plantas de Separación ........................................................... 9
4.1 Planta Separadora de Líquidos de Río Grande ....................... 9
4.2 Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco ........................... 9
5. Industrialización .................................................................... 10
5.1 Roles de la EBIH y YPFB ...........................................................10
5.2 Planta de Amoniaco – Urea ......................................................10
5.3 Planta de Etileno, Polietileno, Propileno y Polipropileno ............... 11
5.4 Gas Natural Licuado – GNL ....................................................11
5.5 Gas a Líquidos - GTL .............................................................11
6. Renta Petrolera ...................................................................... 11
7. Inversión en el sector hidrocarburos .................................... 13
8. Nueva Ley de Hidrocarburos y gobernanza del sector ........ 15
8.1 Roles institucionales ............................................................. 15
8.2 Incentivos para la inversión ................................................. 15
8.3 Contratos de servicio para exploración y explotación ............. 16
9. Conclusiones .......................................................................... 16

3 1. Exploración y reservas
La actividad de exploración es, sin duda, una de las más impor-tantes
para el sector hidrocarburos, pues constituye el punto
de partida para las demás actividades. Sin un recurso descu-bierto
y debidamente cuantificado no es posible proyectar la
explotación, producción y comercialización de hidrocarburos.
Adicionalmente, debido a que se trata de la explotación de
recursos naturales no renovables, la actividad exploratoria
deber ser permanente en caso que un determinado país de-cida
desarrollar esta actividad económica; esta decisión es
fundamental, pues es el punto de partida para el diseño de
una política económica, social y ambiental coherente.
En el caso de Bolivia, la propia Constitución Política del Estado
establece que los recursos naturales, entre ellos los hidrocar-buros,
son de carácter estratégico y de interés público para el
desarrollo del país; estableciendo, además, que será el Estado
el que asuma el control y la dirección sobre la exploración, ex-plotación,
industrialización, transporte y comercialización de
los recursos naturales estratégicos a través de entidades pú-blicas,
cooperativas o comunitarias, las que, a su vez, podrán
contratar a empresas privadas y constituir empresas mixtas.
Una vez que el Estado decide explotar, la exploración consiste
en la búsqueda de hidrocarburos mediante procesos con base
científica, partiendo de la recopilación de información relativa a
un área determinada, utilizando técnicas y métodos geológicos1
y geofísicos2 , para luego analizar y clasificar los datos de forma
tal que permitan identificar el objetivo exploratorio y elaborar
así un proyecto del prospecto exploratorio.
Determinado el proyecto, se emplean diferentes técnicas para
recopilar datos a detalle y se identifican oportunidades de ne-gocio
mediante el análisis de riesgos y cálculos de reservas es-timadas
o previstas. Dependiendo del análisis de la información
obtenida se deberá decidir si se abandona el proyecto o, por
el contrario, se continúa con la perforación de pozos. En caso
de encontrarse reservas, se determinará el éxito exploratorio y,
dependiendo de la viabilidad técnica y económica de explotar
esas reservas, se declarará el descubrimiento comercial de hi-drocarburos
para pasar, luego, a su explotación y producción.
Esta variedad de actividades y procedimientos puede
demorar varios años; en el caso de Bolivia, se estima que la
exploración en zona tradicional puede durar entre 3 y 7 años,
siendo que en zona no tradicional ésta puede extenderse
incluso hasta una década, por lo que si se desea mantener
un nivel de producción estable –o incluso creciente- la
actividad exploratoria debe ser permanente.
Si bien la Ley Nº 3740, vigente desde el año 2007, establece
que la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos
(YPFB) deberá publicar hasta el 31 de marzo de cada año
el nivel de reservas certificadas existentes en el país al 1º de
enero del mismo año, la última certificación oficial realizada fue
presentada en julio del año 2014 con datos al 31 de diciembre
de 2013, siendo que la anterior certificación data del año 2009.
La reciente certificación de reservas fue realizada por la
empresa canadiense GLJ, si bien aún el documento oficial no se
encuentra disponible, de acuerdo a declaraciones del Presidente
del Estado Plurinacional, el 22 de julio de la presente gestión,
los resultados de la certificación muestran que las reservas
probadas de gas natural alcanzan a 10,45 TCF, las probables
a 3,50 TCF y las posibles a 4,15 TCF. En tanto que las reservas
probadas de petróleo llegaron a 211,45 millones, las probables
a 72,25 millones y las posibles a 80,37 millones de barriles.
En el caso del gas natural, se observa que existe un pequeño in-cremento
de reservas en relación a la anterior certificación, aun
así resulta importante el hecho de que se haya repuesto la pro-ducción
consumida y exista un valor de reservas que permitan
cumplir con los compromisos comerciales en el mediano plazo.
En todo caso, es previsible que a partir de los nuevos proyectos
de exploración que inician actividades este año 2014 y el 2015,
las reservas puedan verse incrementadas.
Respecto al petróleo, es evidente una disminución en las reser-vas
en relación a la anterior certificación, esta situación se ob-serva
en las probadas, probables y posibles, aspecto que refleja
la poca actividad exploratoria en campos petrolíferos, que se
espera pueda ser revertida, una vez que se inicien actividades
de perforación en el norte de La Paz, así como en el resto de
áreas reservadas a favor de YPFB con potencial petrolífero.
1.1 ÁREAS RESERVADAS PARA EXPLORACIÓN Y
NUEVOS CONTRATOS
Conforme establece la Constitución Política del Estado, YPFB es
la única empresa facultada para realizar las actividades de la
cadena productiva de hidrocarburos, entre ellas la exploración.
Consecuentemente, desde el 2007, el Órgano Ejecutivo reservó
áreas para exploración y explotación de hidrocarburos a favor
de YPFB. Ese año, mediante Decreto Supremo Nº 29226 se re-servaron
33 áreas para exploración y explotación, de acuerdo
con lo dispuesto en el artículo 34 de la Ley de Hidrocarburos Nº
3058. Posteriormente, el año 2010, mediante Decreto Nº 676,
se adicionaron 23 nuevas áreas reservadas. En el mismo objeti-vo,
en abril de 2012, mediante Decreto Nº 1203, se incremen-
1 Consiste en imágenes de satélite, interpretación geológica de superficie, recolección de muestras de terreno, interpretación estructural y su relación con la historia geológica. Los
estudios se basan en especialidades como la geoquímica, paleontología, estratigrafía, geomorfología y otros.
2 Son estudios basados en métodos sísmicos de reflexión y refracción, gravimétricos, magnetométricos, eléctricos, electromagnéticos y radiométricos. Los métodos más conocidos son los
de sísmica 2D y 3D, gravimetría y magnetometría.

4
taron otras 42 áreas reservadas a favor de YPFB, totalizando
así 98 áreas ubicadas en el territorio nacional, tanto en zona
tradicional como en no tradicional.
La propia Constitución establece que YPFB podrá conformar
asociaciones o sociedades de economía mixta para la ejecu-ción
de actividades de exploración y otras, por lo que el Minis-terio
de Hidrocarburos y Energía aprobó, el año 2010, la RM
150-10; posteriormente complementada por la RM 262-11
del año 2011, que establece las modalidades de selección de
empresas con las cuales puede asociarse la estatal petrolera .
En la gestión 2008 se suscribió el primer contrato de ser-vicios
para exploración y explotación de hidrocarburos en
áreas reservadas a favor de YPFB con la empresa Petroan-dina
SAM, conformada por las empresas YPFB (60%) y Pe-tróleos
de Venezuela – PDVSA (40%). Este contrato incluye
12 de las 98 áreas reservadas a favor de YPFB, de las cuales
Lliquimuni, en el departamento de La Paz, es una de las que
mayor expectativa ha generado y donde la empresa proyec-tó
perforar un primer pozo a fines de la gestión 2014.
Posteriormente, el año 2011, la Asamblea Legislativa Plu-rinacional
autorizó la suscripción de 4 nuevos contratos de
servicio para exploración y explotación de hidrocarburos con
la empresa Gas To Liquid International (GTLI); sin embargo,
los mismos están siendo nuevamente renegociados con la
estatal YPFB debido a que el principal socio de la empresa
GTLI era la Jindal Steel & Mining con la cual rompió su rela-ción
societaria a finales del año 2012.
1.2 NUEVOS CONTRATOS de exploración
La tabla ilustra los nuevos contratos suscritos recientemente
y que cuentan con una ley específica aprobada por la Asam-blea
Legislativa Plurinacional.
A partir del año 2012 se aprobaron nuevos contratos de ser-vicio
para exploración y explotación de hidrocarburos en áreas
reservadas a favor de YPFB, entre los cuales destacan los sus-critos
para las áreas Azero (con las empresas Gazprom y Total)
y Hucareta (con la empresa BG Bolivia); en ambas existen in-teresantes
estimaciones de recursos hidrocarburíferos, espe-cialmente
gas natural, que pueden convertir al departamento
de Chuquisaca en el mayor productor de hidrocarburos del
país. Estas áreas son las de mayor extensión, considerando
sólo las que tienen contratos ya suscritos, por lo que a medida
que la actividad exploratoria avance, seguramente, se irá deli-mitando
de mejor manera el área exploratoria.
En el caso del Bloque Azero, la empresa petrolera estatal
estima un potencial de recursos cercano a 3 Trillones de Pies
Cúbicos (TCF); en el caso del Área Huacareta, se estiman
13,5 TCF por lo que el desarrollo de ambos campos puede
significar un importante incremento de reservas en el país;
sin embargo, este aspecto solamente podrá ser comprobado
a medida que avance la actividad exploratoria y, finalmente,
se llegue a la perforación de un primer pozo, puesto que
no todos los recursos hidrocarburíferos se transforman en
reservas. En todo caso, ambos contratos prevén la elabo-ración
de un Programa de Trabajo y Presupuesto en la fase
de exploración, el cual debe ser entregado por las empresas
operadoras a YPFB para su aprobación; por lo que la empre-sa
petrolera estatal tiene los mecanismos necesarios para
exigir el cumplimiento de los compromisos asumidos.
Nuevos contratos
Área de
Contrato
Empresas Promulgado
por Ley
Inversión
MM de $us
SANANDITA EASTERN
PETROLEUM
LEY Nº 380 8,5
AZERO GAZPROM
TOTAL E&P Bolivie
LEY Nº 379 130
SAN MIGUEL
YPFB CHACO
LEY Nº 470 2,5
ISARZAMA LEY Nº 471 2,5
DORADO OESTE LEY Nº 469 6
CEDRO PETROBRAS
BOLIVIA
LEY Nº 467 12,06
HUACARETA BG BOLIVIA LEY Nº 468 30,43*
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Rendición
Pública de Cuentas, 16 de enero 2014.
* Nota: Según información de YPFB, la empresa petrolera
BG Bolivia ha comprometido una inversión de 100 millones
de dólares para los primeros 5 años de exploración, siendo
que los primero 8,8 corresponden a estudios de geología y
de licencia ambiental.
Mapa de
Áreas Reservadas

2. Producción de hidrocarburos, 5
un incremento histórico
A partir de la gestión 2012, YPFB viene anunciando per-manentes
incrementos en la producción de hidrocarburos,
principalmente de campos gasíferos, lo cual también ha
permitido un incremento en la producción de hidrocarburos
líquidos debido al condensado asociado al gas natural.
Los campos Sábalo, bajo el contrato San Antonio, y Margarita,
bajo el contrato Caipipendi, son los que han incrementado el
nivel de producción en los últimos años. Si bien el 2013 el pro-medio
anual de producción fue de 56,5 millones de metros
cúbicos por día (MMmc/d), existieron algunos periodos de
dicha gestión en que la producción superó los 60 MMmc/d.
En tanto que la producción de hidrocarburos líquidos, el año
2013, alcanzó un promedio diario de 59 mil barriles por día
(MBbl). Si bien la mayor parte de los campos petrolíferos
son medianos y están próximos a una etapa de declinación,
el incremento de la producción también se explica principal-mente
por los campos gasíferos con un mayor aporte en la
producción de condensado, especialmente en San Alberto,
Margarita y Sábalo.
Por su parte, la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP)
ha presentado un cambio sustancial a partir de la inauguración
y puesta en marcha de la planta separadora de líquidos de Río
Grande, lo cual se constituye, sin duda, en uno de los hitos más
importantes en la historia del sector hidrocarburos en Bolivia,
puesto que permite al país extraer los licuables asociados al
gas natural en la corriente de exportación a Brasil, dejando fi-nalmente
de exportar gas natural rico. La producción promedio
diaria de GLP llegó el año 2013 a 1.002 toneladas métricas
por día, cifra superior en 12% al registrado en la gestión 2012.
En relación a la producción de hidrocarburos por campo,
como se puede apreciar en el gráfico, los tres denominados
“megacampos” aportan con 70% del gas natural produci-do
y con 73% de los hidrocarburos líquidos.
Si bien los tres “megacampos” representan más de 70%
de la producción de hidrocarburos, resulta evidente el
incremento en la producción del campo Margarita, per-teneciente
al Bloque Caipipendi, en el que participan las
empresas Repsol Bolivia, BG Bolivia y PAE, campo que ha
incrementado su producción de gas natural en casi 473%
entre los años 2007–2013. Asimismo, el campo Sábalo
muestra un incremento de producción promedio diaria de
49% en el mencionado periodo; estos incrementos obede-cen
a la ampliación de las plantas de procesamiento que
permiten una mayor explotación de hidrocarburos; sin em-bargo,
este incremento supone también un agotamiento
más rápido de reservas conocidas sin que haya una repo-sición
de las mismas.
Los tres campos de mayor producción se encuentran ubica-dos
en el departamento de Tarija, por lo que su economía
depende en gran medida de las regalías generadas por estos
campos, las cuales son pagadas en proporción a su aporte
a la producción nacional; no obstante, una explotación más
acelerada de sus reservas supone también una declinación
más temprana de lo previsto en dichos campos, por lo que
–a menos que mediante actividades de exploración (aunque
éstas pueden tardar en promedio 5 años) se pueda reponer
e incrementar las reservas existentes- la economía Tarijeña
puede verse afectada seriamente en los próximos 10 años.
70
60
56,5
50
40
30
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción de Gas Natural
Promedio anual en millones de metros cúbicos por día
14,9
18,3 21,1
28,7
34,9 37,2 39,6 41,2
35,4
41,4 43,4
49,5
10,6
Producción de Hidrocarburos Líquidos
Promedio anual en miles de barriles por día
70
60
59,0
51,3
49,8 50
48,0 48,3 46,7
44,3
42,2 44,4
40,1
40,7 40
31,3
34,2 34,1
30
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

6
La Resolución Ministerial N° 255, de diciembre de 2006,
establece como prioridad el abastecimiento del mercado
interno debido principalmente a que, en años anteriores al
proceso de nacionalización, el mercado prioritario para la
asignación de volúmenes de hidrocarburos era el de expor-tación,
dados los altos niveles de precios registrados.
En el caso del gas natural, luego de abastecer la demanda
interna, el siguiente mercado en ser atendido es el que es-tablece
el contrato de compra-venta de gas natural suscrito
entre Bolivia y la República Federativa de Brasil. En caso de
existir excedentes, luego de la exportación de volúmenes de
gas natural a ese país, el tercer mercado de destino es la
República Argentina, a pesar de que este último comprador
paga, incluso, mejor precio; sin embargo, debido al compro-miso
adquirido con Brasil en 1996 y las inversiones realiza-das
para garantizar el cumplimiento de dicho contrato, el
segundo mercado en importancia es el brasilero.
En el caso de los hidrocarburos líquidos (petróleo y GLP), de
acuerdo con la Resolución Ministerial N° 255, el mercado
prioritario es igualmente el interno. En caso de existir exce-dentes,
los mismos podrán ser exportados a países vecinos
que ofrezcan las mejores condiciones comerciales.
3.1 MERCADO INTERNO
El mercado interno alcanzó su mayor consumo (9,85 MMmcd)
durante la gestión 2013. Los sectores residencial, comercial,
industrial y transporte vehicular fueron los principales consumi-dores,
mientras que, en segundo lugar, se ubica el sector eléctri-co.
Aquellos consumidores directos y los que no se encuentran
interconectados al sistema central de transporte y distribución
presentan una participación mínima en el consumo total.
Fuente: Boletines Estadísticos de YPFB
CONSUMO GAS NATURAL MERCADO INTERNO POR SECTOR
MILLONES DE METROS CÚBICOS POR DÍA
0.58
0.58
0.56
0.63
0.54
2009 2010 2011 2012 2013
Consumidores directos y otros
Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular
Eléctrico
10
8
6
4
2
0
3.25
3.82
3.63
4.22
3.98
4.18
4.40
4.12
2.94
3.21
Producción de Gas Natural
Promedio MM mc/d
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Sábalo Margarita San Alberto Resto de campos
14,3
11,2
1,8
12,3
14,3
11,0
1,6
12,7
11,7
8,1
1,5
12,7
13,9
10,3
2,1
13,6
16,1
10,9
2,6
13,9
15,4
10,5
5,7
15,8
16,9
10,9
10,3
18,4
60
50
40
30
20
10
0
Producción Hidrocarburos Líquidos
Promedio Miles de Barriles/d
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Sábalo Margarita San Alberto Resto de campos
21,4
9,49
4,04
14,52
19,2
9,23
3,41
14,88
15,8
7,12
3,12
14,73
14,6
8,83
3,74
15,68
15,5
8,99
4,38
15,55
15,8
8,39
8,9
16,47
16,1
8,6
14,64
19,72
60
50
40
30
20
10
0
3. Comercialización
Al analizar la participación porcentual, no se observa mucha
diferencia entre el sector eléctrico (45%) y aquellos sectores
residencial, comercial, industrial y de transporte vehicular
(48%); mientras que la participación de los otros consumi-dores
es mínima con relación a los anteriores sectores.

7
Una política del Gobierno para maximizar el uso de gas natural
en el mercado interno consiste en el cambio de la matriz ener-gética.
Considerando los abundantes volúmenes de gas natural
y los limitados volúmenes de hidrocarburos líquidos producidos,
principalmente crudo, el Gobierno boliviano promueve el uso
del gas natural domiciliario a través del tendido de redes, el uso
de gas natural vehicular, la modificación de motores a gasolina
a un sistema dual que pueda usar gas natural y la remotoriza-ción
de vehículos que utilizan diesel oil para que puedan utilizar
gas natural. Dentro de esta política de cambio de matriz ener-gética,
también se ha considerado una serie de incentivos para
la importación de vehículos a gas natural.
Con relación a la comercialización de petróleo, toda la pro-ducción
generada en campo es destinada únicamente al
abastecimiento del mercado interno, no habiéndose regis-trado
ninguna exportación de petróleo durante el año 2013.
En el caso del Gas Licuado de Petróleo (GLP), la produc-ción
de la gestión 2013 se incrementó aproximadamente en
12% con relación al año anterior. Este incremento se debe
principalmente a la puesta en marcha de la Planta Sepa-radora
de Líquidos de Río Grande, en julio de 2013, que
posibilitó no sólo la disminución y posterior suspensión de
importaciones de GLP, sino el inicio de exportaciones de este
combustible a países vecinos como Uruguay y Paraguay.
CONSUMO GAS NATURAL MERCADO INTERNO
POR SECTOR - EN PORCENTA JE - GESTIÓN 2013
7%
48%
45%
Eléctrico
Residencial, Comercial, Industrial y transporte Vehicular
Consumidores directos y otros
1.200
1.000
800
600
400
200
0
229
707
PRODUCCIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN E IM PORTACIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO
8
936
TONELADAS MÉTRICAS POR DÍA
227
691
238
663
232
664
251
751
2009 2010 2011 2012 2013
Refinería Plantas
1.050
1.000
950
900
850
800
TONELADAS MÉTRICAS POR DÍA
56 92
901
107
896
17
1.002
917
2009 2010 2011 2012 2013
Total importado Total producido

8
3.2 MERCADO EXTERNO
En el caso de la exportación de gas natural, se observa que
durante la gestión 2013 se registraron los mayores volúmenes
exportados, tanto a Brasil como a Argentina. Para el contrato
GSA (Gas Supply Agreement, suscrito con Brasil) se alcanzó un
volumen promedio de 31,92 MMmcd, esto quiere decir que el
mercado del Brasil demandó la máxima cantidad contractual
establecida durante la pasada gestión. El precio promedio de
este mercado estuvo alrededor de los 8,90 $us/MMBTU.
Por otra parte, el contrato ENARSA (suscrito con Argentina) pre-senta
un volumen promedio exportado de 15 MMmcd, aproxi-madamente,
durante el año 2013. El precio promedio registra-do
para este contrato estuvo por encima de 10 $us/MMBTU.
CONSUMO GAS NATURAL POR MERCADO
MILLONES DE METROS CÚBICOS POR DÍA
39,69
49,05
56,04
7,65
27,2
4,84
8,72
27,93
12,40
9,15
31,92
14,97
43,03
8,43
27,15
7,45
33,73
6,69
22,38
4,66
2009 2010 2011 2012 2013
Exp. Argentina Exp. Brasil Mercado Interno TOTAL
Realizando la comparación de ambos mercados de expor-tación
con el mercado interno, se aprecia que éste último
todavía presenta una participación muy baja en la comercia-lización
total de gas natural. Mientras el contrato con Brasil
representa 57% de las ventas totales y el contrato con Ar-gentina
27%, el mercado interno representa apenas 16%.
El desafío para el Gobierno radica en poder ampliar la ca-pacidad
de transporte de los ductos internos a fin de poder
abastecer con gas natural a la mayor parte de la población
boliviana y así incrementar el consumo del mercado interno.
CONSUMO GAS NATURAL POR MERCADO
PORCENTA JE - GESTIÓN 2013
16%
27%
57%
Exp. Argentina Exp. Brasil Mercado interno
60
50
40
30
20
10
0
En el caso del petróleo reconstituido, se observa una produc-ción
diaria de refinerías de aproximadamente 7 mil barriles,
hecho que posibilita su exportación mensual. Sin embargo,
un aspecto curioso que se viene repitiendo durante los últi-mos
años es el registro de mayores volúmenes de exporta-ción
respecto a volúmenes producidos; es decir, que el país
estaría comercializando más volumen de crudo reconstitui-do
del que está produciendo. Al respecto, se ha realizado
esta consulta a YPFB, como fuente primaria de información.
PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO BARRILES POR DÍA
6.296 6.374
2009 2010 2011 2012 2013
8.000
6.000
4.000
2.000
0
PRODUCCIÓN VS. EXPORTACIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO
MM BBLS
2009 2010 2011 2012 2013
Producción anual Exportación anual
3,50
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0
Como se mencionó anteriormente, el inicio de operaciones
de la Planta Separadora de Líquidos de Río Grande, en julio
de 2013, permitió la exportación de volúmenes de GLP
a los países de Uruguay y Paraguay, totalizando para esa
gestión un volumen exportado de 6.328 toneladas métricas.
Desafortunadamente, a la fecha, no se cuenta con información
concerniente sobre los precios de exportación estipulados
entre YPFB y los países compradores.
EXPORTACIÓN DE GLP - GESTIÓN 2013 - EN TM
Fuente: Boletines Estadísticos de YPFB Fuente: Boletines Estadísticos de YPFB
7.761
6.181
7.012
Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Uruguay Paraguay

9
La implementación de las Plantas de Separación de Lí-quidos
de Río Grande y de Gran Chaco se constituyen en
un hito histórico para el sector hidrocarburos en Bolivia,
ya que, por una parte, representan un avance importan-te
para garantizar la seguridad energética del país y, por
otra, permiten la extracción de licuables que anteriormente
eran exportados junto al gas natural que se vende a Brasil
y Argentina. No obstante, estos proyectos no son de in-dustrialización
propiamente dichos, ya que los mismos no
implican una transformación química de los hidrocarburos
y no le añaden ningún valor agregado al gas natural. El
objetivo básico de ambas plantas es separar los licuables
(gasolina y GLP) contenidos en la corriente de gas natural
que se destina al mercado externo.
Algunos campos productores de hidrocarburos tienen
instaladas plantas separadoras de líquidos, como el de
Campo Vuelta Grande, en el departamento de Chuquisaca;
sin embargo, la mayoría de los campos productores no
cuenta con este tipo de planta, motivo por el cual se han
construido dos plantas separadoras en puntos estratégicos
que permitirán secar el gas antes de enviarlo a la exportación.
4.1 PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE
Esta planta se ubica en el municipio de Cabezas de la pro-vincia
Cordillera del departamento de Santa Cruz. La cons-trucción
se inició el 2011 y concluyó a principios de julio de
2013; las operaciones comenzaron ese mismo mes.
La capacidad de procesamiento de la planta es de 5,6
MMmcd de gas natural, lo cual permitirá obtener diaria-mente
361 toneladas métricas de GLP, 350 barriles de gaso-lina
natural y 195 barriles de gasolina rica en iso-pentanos.
Con el GLP obtenido se podrán alimentar 36 mil garrafas
adicionales de GLP por día, hecho que garantizará el abas-tecimiento
del mercado interno, posibilitando, además, su
exportación a otros países.
La empresa constructora de este proyecto es Asta Evangelis-ta
Sociedad Anónima (AESA), y cuenta con seis tanques de
almacenamiento construidos por la empresa boliviana Car-los
Caballero, bajo estándares internacionales. Cada tanque
mide 39 metros de largo por 4,8 metros de alto y son los
más grandes en Bolivia.
El costo de este proyecto asciende a 159,4 millones de dóla-res,
aproximadamente, y la empresa contratante está repre-sentada
por YPFB Corporación.
VOL ÚME NES DE GLP PRODUCIDOS EN LA PLA NTA DE
SE PARACI ÓN DE RÍO GRA NDE – GESTI ÓN 2013
Mes TM/Día TM
Julio 14,15 439
Agosto 256,42 7.949
Septiembre 310,87 9.326
Octubre 217,13 6.731
Noviembre 254,80 7.644
Diciembre 223,03 6.914
PROMEDIO 212,73 6.501
4.2 PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO
Esta planta se ubica en el municipio de Yacuiba de la pro-vincia
Gran Chaco del departamento de Tarija y su objetivo
es recuperar la energía excedente que se exporta en el gas
natural a Argentina. El gas rico que contiene metano, etano,
propano, butano y otros compuestos que provienen de los
megacampos Sábalo, San Alberto y Margarita alimentarán a
este complejo a través del Gasoducto de Integración Juana
Azurduy (GIJA).
El costo del proyecto asciende a 609 millones de dólares,
aproximadamente, y está siendo construida por la empresa
española Técnicas Reunidas. Se programó el inicio de ope-raciones
para octubre de 2014 con algunas pruebas de pro-ducción
y el inicio de operaciones comerciales a partir de la
gestión 2015.
Este complejo productivo será seis veces más grande que la
planta de Río Grande y contará con una superficie de 74,5
hectáreas. Actualmente, en este proyecto participan más de
3 mil trabajadores, cerca de 90% de ellos son bolivianos.
La capacidad de procesamiento será de 32,19 MMmcd de
gas natural y producirá diariamente 3.144 toneladas métri-cas
de etano, 2.247 toneladas métricas de GLP, 1.658 barri-les
de gasolina natural y 1.044 barriles de iso-pentanos. De
toda esta producción, 82% del GLP producido será destina-do
al mercado de exportación y 18% será para el consumo
interno. En el caso del etano producido, el 100% será desti-nado
a proyectos de industrialización en el mercado interno.
4. Plantas de Separación

10
De acuerdo con declaraciones del director del proyecto
de la planta separadora de líquidos, Armin Torrico, a la
fecha, se tienen montadas en sus fundaciones dos colum-nas
de proceso, maniobras realizadas con la ayuda de
dos grúas de alto tonelaje (400 TN y 500 TN), la colum-nas
restantes están en proceso de soldadura, ya que, de-bido
a su gran dimensión, tuvieron que ser transportadas
en dos secciones. Los trabajos de soldadura se realizan
de manera continua (24 horas al día).
5.1 ROLES DE LA EBIH Y YPFB
De acuerdo con el artículo 363 de la Constitución Política del
Estado, “la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocar-buros
(EBIH) es una empresa autárquica de derecho público,
con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica;
bajo la tuición del Ministerio del ramo y de YPFB, que actúa en
el marco de la política estatal de hidrocarburos. La EBIH será
responsable de ejecutar, en representación del Estado y dentro
de su territorio, la industrialización de los hidrocarburos”.
Sin embargo, en el numeral II del mismo artículo se establece
que “YPFB podrá conformar asociaciones o sociedades
de economía mixta para la ejecución de las actividades de
exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte
y comercialización de los hidrocarburos”; por lo tanto, no
queda claro cuál de las dos empresas estatales será la directa
responsable para la ejecución de proyectos de industrialización.
Bajo este marco, el 29 de junio del año 2011, mediante Decreto
Supremo N° 922, se instruye al Ministerio de Hidrocarburos y
Energía determinar los proyectos de industrialización a ser eje-cutados
por YPFB y se autoriza a YPFB incrementar la subparida
46110 “Consultoría por Producto para Construcciones de Bie-nes
Públicos de Dominio Privado” para preinversión e inversión
de proyectos de industrialización de hidrocarburos.
En este sentido, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía ha
asignado los siguientes proyectos a ser desarrollados en el
mediano plazo por la EBIH:
• Planta de tuberías y accesorios para gas natural – El Alto
• Implementación planta Petrocasas – Caracollo
• Complejo Petroquímico del Metanol
• Planta de Producción de PVC
• Planta de Producción de Aromáticos
• Planta de Óxido de Etileno – Glicoles
• Planta de Producción Cloro – Soda
• Planta de Producción de Acrílicos
Por su parte, YPFB desarrollará los siguientes proyectos de
industrialización:
• Planta de Amoniaco – Urea
• Planta de Etileno, Polietileno, Propileno y Polipropileno
• Gas Natural Licuado – GNL
• Gas a Líquidos – GTL
5.2 PLANTA DE AMONIACO – UREA
Esta planta estará ubicada en el municipio de Entre Ríos del
departamento de Cochabamba, se espera que comience a
operar a principios del 2016.
El costo del proyecto petroquímico asciende a 862,5
millones de dólares, aproximadamente, y está a cargo de la
empresa coreana Samsung. El financiamiento será provisto
por el Banco Central de Bolivia, en su totalidad.
Una vez en funcionamiento, se espera que la planta produzca
anualmente 420 mil toneladas métricas de amoniaco y 650
mil toneladas métricas de urea, y consumirá alrededor de
1,4 MMmcd de gas natural. De acuerdo con información
de YPFB, de la urea producida en esta planta, 80% se
destinará a la exportación y 20% restante al mercado
interno. De acuerdo con declaraciones gubernamentales,
la puesta en marcha de esta industria convertirá a Bolivia
en autosuficiente en la producción de fertilizantes, producto
que ahora se importa en su totalidad.
5. Industrialización
Sobre el montaje de estructuras metálicas, Torrico mencionó
que en obra se tiene un total de 2.177 toneladas monta-das,
lo cual incluye un parral criogénico, sendas de cañerías,
senda paso de carretera, almacenes y depósitos, además de
talleres y bodegas.
De acuerdo con declaraciones de YPFB, esta planta será una
de las tres más importantes de la región en cuanto a capa-cidad;
otras de similar magnitud se encuentran ubicadas en
Neuquén (Argentina) y en Camisea (Perú).

11
5.3 PLANTA DE ETILENO, POLIETILENO, PROPILENO Y
POLIPROPILENO
Durante el 2013, la italiana Tecnimont culminó el estudio de
Ingeniería Conceptual para la construcción de las plantas
de etileno-polietileno y la de propileno-polipropileno. La
construcción de estos dos complejos se enmarca en la
política de industrialización de los hidrocarburos en Bolivia.
YPFB acelerará la licitación para iniciar el estudio de Ingenie-ría
Básica Extendida que precisará mayores detalles sobre la
construcción del complejo propileno o polipropileno. Esta eta-pa
tendrá una duración de aproximadamente un año, al cabo
del cual se procederá con la licitación para la construcción
de este complejo petroquímico en el departamento de Tarija.
Los nuevos complejos de producción de plásticos producirán
600.000 toneladas métricas anuales de polietilenos y otras
200.000 toneladas métricas anuales de propileno, a partir
del procesamiento de las materias primas como el etano y
el propano a ser obtenidas de la Planta de Separación de
Líquidos Gran Chaco, que se construye en Yacuiba-Tarija.
5.4 GAS NATURAL LICUADO – GNL
Bajo este proyecto, el gas natural es sometido a bajas
temperaturas hasta reducir en 600 veces su volumen y es
convertido a líquido (GNL) para poder ser transportado, en
cisternas especiales, a diferentes poblaciones alejadas del país;
sobre todo a aquellas zonas fronterizas donde el contrabando
de combustibles no ha podido ser controlado. Una vez que las
cisternas llegan a estos lugares, se procede reconversión del
gas natural para que vuelva a su estado gaseoso y se inicia
su distribución a través de redes de gas para los sectores
domiciliario, industrial, comercial, vehicular, etc.
A finales de septiembre de 2014 se inició la distribución de
gas natural a través de esta modalidad a los municipios de
Tupiza, San Julián y San José de Chiquitos.
El proyecto, en su primera fase, abarcará 27 municipios entre
los que se encuentran Copacabana, Achacachi, Desaguadero,
Coroico, Caranavi, Challapata, Huanuni, Uncía, Uyuni,
Villazón, Riberalta, Guayaramerín, Cobija, etc.
El objetivo de este proyecto es promocionar una política
sostenible de hidrocarburos con la visión de cambio de la
matriz energética en el país, tanto en el área urbana como
rural y fomentar el uso masivo de gas natural como sustituto
de otras fuentes energéticas en el mercado interno, a través
de la implementación de la tecnología de Gas Natural Líquido.
La planta de Gas Natural Licuado (GNL) producirá 210
toneladas métricas día y está ubicada en Río Grande, en
el departamento de Santa Cruz, el predio asignado para su
construcción es el lugar donde opera la Planta de Absorción
y de Inyección de YPFB Andina, y la Planta de Separación de
Líquidos Río Grande.
5.5 GAS A LÍQUIDOS - GTL
Durante la gestión 2013 se iniciaron las gestiones para
la contratación de una empresa que elabore la ingeniería
conceptual del proyecto. Para el 2014, con base en los
resultados de estudios preliminares, se tomará la decisión
de continuar o no con los estudios de ingeniería conceptual.
Por un tiempo, la renta petrolera ha sido limitada al pago por
concepto de regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos
(IDH); sin embargo, en un sentido más aproximado a la
real contribución del sector hidrocarburos a la economía
nacional, la renta petrolera es entendida como el monto que
queda luego de restar los costos incurridos a los ingresos
obtenidos por la explotación de hidrocarburos.
En relación con los costos, por una parte, se debe descontar
los costos de transporte de los hidrocarburos comercializados,
así como el costo de compresión en el caso del gas natural
y, por otra, los costos recuperables establecidos en el Anexo
D de los Contratos de Operación suscritos el año 2006 en el
marco del Decreto de Nacionalización N° 28701.
Respecto a este último concepto, la información se encuentra
disponible en la página web de YPFB hasta el año 2012 y
muestra los costos recuperables reportados por las empresas
operadoras, siendo que aún queda pendiente conocer el
monto de costos recuperables que YPFB vaya a aprobar a
las empresas petroleras, valor que no necesariamente debe
coincidir con el monto reportado por éstas.
6. Renta Petrolera

12
En el gráfico se aprecia, claramente, que el costo recuperable
más relevante es la depreciación de activos fijos, que en
promedio representa 63% de los costos recuperables
reportados. En el Anexo D de los contratos de operación se
establece que los activos fijos serán amortizados de manera
lineal de acuerdo con su vida útil, y dichas amortizaciones
serán consideradas como costos recuperables según la
siguiente clasificación:
• Pozos petroleros 5 años
• Líneas de recolección 5 años
• Plantas de procesamiento 8 años
• Ductos 10 años
Este aspecto resulta de particular importancia puesto que,
conforme establece la cláusula 10 de los contratos de
operación, una vez que los activos mencionados han sido
completamente amortizados en el tiempo previsto en e l Anexo
D, a través de los costos recuperables, pasan a ser propiedad
de YPFB. Es decir que la figura de costos recuperables
incorporada en los contratos de operación permite a YPFB
incrementar su patrimonio en el mediano plazo, sin necesidad
de recurrir a costos financieros mediante el sistema bancario.
En importancia, le siguen los costos directos de explotación
que representa, en promedio, 15,4%, monto que todos los
años ha sido superior a los costos de personal que significan
10% del total. Este último concepto incluye los salarios,
bonos, primas, cargas sociales, feriados, vacaciones, seguros
de vida colectivos y capacitación del personal.
Resulta importante mencionar que, de acuerdo con la
cláusula 16 de los contratos de operación, el personal
extranjero no podrá exceder de 15% de la nómina de
empleados del Titular de los contratos; siendo que el personal
nacional deberá estar presente en niveles jerárquicos,
medios, técnicos, administrativos y laborales.
En relación con las empresas operadoras, Petrobras Bolivia
es la que participa con un monto mayor en el total de costos
recuperables del año 2012, con cerca de 30%; sin embargo,
por las inversiones realizadas en el contrato Caipipendi
resulta previsible que, en los siguientes años, sea Repsol
Bolivia la que tenga la mayor participación en el total de
costos recuperables.
Una vez descontados los costos recuperables de los
ingresos obtenidos por la explotación y comercialización de
hidrocarburos se obtiene la renta petrolera.
Desde esta perspectiva, la renta petrolera es dividida entre
las empresas operadoras y el Estado. En el caso de las
empresas, la porción de renta petrolera que reciben está
dada por la utilidad que tienen luego del pago de impuestos;
en tanto que la renta petrolera para el Estado proviene del
pago de regalías, participación del TGN, IDH, patentes,
participación de YPFB en los contratos de operación y de
servicios para exploración y explotación de hidrocarburos,
así como por el pago de impuestos del régimen general que
realizan las empresas dedicadas a las diferentes actividades
hidrocarburíferas, entre ellos destaca el Impuesto Especial
a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD) aplicados a
productos obtenidos en refinerías.
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Depreciación de Activos Fijos Costos Directos de Explotación Costos de Personal
Resto Costos Total
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
INGRESOS POR LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS
RENTA PETROLERA
EMPRESAS ESTADO
Patentes
Regalías
Participación TGN
IDH
Participación YPFB en ganancias
Impuestos Upstream
Impuestos Downstream
• Utilidades
COSTOS
El comportamiento de la renta petrolera en Bolivia muestra un
cambio importante en los últimos años, que si bien muestra
un incremento muy relevante, el monto recaudado –luego
del año 2005- no resulta comparable con aquel obtenido
antes de ese periodo. Esto se debe a que el 17 de mayo de
2005 se creó el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH),
en el marco de la Ley de Hidrocarburos N°3058, tributo que,
sumado a las regalías y participación del TGN, permite al
Estado quedarse al menos con 50% de los ingresos recibidos
por la explotación y comercialización de hidrocarburos, y es
el componente de mayor importancia en la renta petrolera.
Como se observa en el gráfico, desde el año 2004 existe
una importante tendencia creciente en la renta petrolera,
situación que se acrecienta desde el año 2005, luego de la
creación del IDH, el cual representa en promedio cerca de
40% de la renta petrolera estatal.
Costos Recuperables
reportados por las empresas operadoras
En millones de dólares americanos
574
762 786
641
502
296
Fuente: Página web Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

13
Comportamiento de la Renta Petrolera Estatal
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Participación YPFB 0 0 0 0 0 0 0 196 382 268 444 582 905 1,155
IDH 0 0 0 0 0 288 682 754 912 914 954 1.287 1.765 2.266
Impuestos upstream y downstream 152 253 233 234 271 381 472 542 744 1,010 652 668 849 900
Participación TGN 86 80 66 73 81 28 128 146 220 1440 200 237 348 420
Regalías 61 71 70 98 141 197 257 293 439 289 401 528 696 840
Total 299 404 369 405 492 894 1.539 1.932 2.696 2.626 2.652 3.303 4.564 5.581
Un aspecto adicional al IDH que permitió el crecimiento
de la renta fue el constante incremento de los precios de
exportación de gas natural a Brasil y Argentina, ello debido
al incremento del precio internacional del barril de petróleo,
el cual incide en los precios de los fuels que trimestralmente
determinan el precio de exportación del gas natural boliviano.
Adicionalmente, a partir del año 2011 se observa una nueva
tendencia creciente explicada, en parte, por la continua
subida de los precios de exportación; pero además se
suma un incremento en la producción de hidrocarburos,
particularmente de gas natural, el cual se acentúa el año
2012 con la puesta en marcha de la nueva planta de
procesamiento de gas natural del campo Margarita; este
incremento viene siendo superado mes tras mes, desde
entonces, producto de ampliaciones, tanto en la planta
del campo Margarita como por las realizadas en el campo
Sábalo, siendo estos dos megacampos los que –junto a
San Alberto- aportan la mayor parte de la producción de
hidrocarburos en el país.
La renta petrolera, al estar determinada fundamentalmente por
las variables de cantidad producida y por el precio al cual se
valoran las regalías e IDH, la sostenibilidad de estos importantes
ingresos que recibe el país dependen del comportamiento de
esas variables; por tanto, resulta cada vez más urgente el diseño
de mecanismos que minimicen los impactos de la volatilidad
de precios, cambios en los mercados de exportación e incluso
una eventual caída de reservas. También es imperioso para los
niveles subnacionales (gobernaciones y municipios) mejorar
la capacidad de gestión de dichos ingresos, garantizando
la ejecución de proyectos productivos orientados a una
diversificación de sus economías que permita abandonar la
dependencia de los ingresos por la explotación de hidrocarburos.
299 404 369 405 492
894
1.539 1.932
2.696 2.626 2.652
3.303
4.564
5.581
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
7. Inversión en el Sector Hidrocarburos
La inversión en el sector hidrocarburos muestra una
tendencia creciente desde el año 2008; sin embargo, desde
el año 2011 se registran montos significativamente más
altos que los registrados a inicios de la década. (Ver gráfico
sobre comportamiento de la inversión por tipo de empresa)
El importante incremento en la inversión en el sector hidrocar-buros
registrada en el año 2011 obedece principalmente a la
inversión realizada para la construcción de la planta de pro-cesamiento
de gas natural en el Campo Margarita, inversión
emprendida por las empresas Repsol Bolivia, BG Bolivia y PAE.
Con relación a la inversión programada para el año 2014, el
38% corresponde a empresas operadoras bajo contratos de
operación, en tanto que 33% corresponde a YPFB Casa Matriz
y el restante 28% a las empresas subsidiarias de la estatal YPFB.

14
Comportamiento de la Inversión en el Sector Hidrocarburos por tipo de empresa
273 299 384
1.293
1.593
3.030
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*
Fuente: Boletines Estadísticos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
*Nota: Las cifras del año 2014 corresponden a las inversiones programadas para la gestión.
parece ser insuficiente, puesto que solamente representa
14% del total de inversiones; en todo caso, significa un
incremento de 48% en relación al monto presupuestado
para el año 2013.
Por otra parte, si en la gestión 2014 se realizarán mayores
avances en la actividad de industrialización –considerando
las plantas de amoniaco y urea, e inclusive la de propileno
y polipropileno– el monto destinado a inversión en la
mencionada actividad representa 14% del total y supone
más del doble del monto presupuestado el año 2013.
Considerando la relevancia de las políticas de industrializa-ción
en la política hidrocarburífera nacional, se espera que
los proyectos, y por tanto el monto comprometido, puedan
dinamizar la economía local y nacional mediante la contra-tación
de bienes y servicios.
251 246
335
514 509
Por otra parte, el grado de ejecución de los presupuestos
de inversión en el sector también hn ido mejorando en el
transcurso de los últimos años, si bien en la gestión 2012 el
presupuesto ejecutado se aproximó a 78%, el año 2013 se
observó un nivel de ejecución superior a 86%; no obstante,
se espera que el año 2014 la ejecución del presupuesto se
aproxime a 100%, en especial en lo referido a la actividad
de exploración, la cual resulta urgente para el país.
Si bien la inversión en el sector hidrocarburos se ha
incrementado notoriamente desde el año 2010, resulta
importante subrayar que el principal incremento se debe
a la actividad de explotación de hidrocarburos, seguido
en importancia por los montos destinados a las plantas de
separación. Sin embargo, el monto destinado a exploración,
considerando la urgencia de dicha actividad en el país,
612
782
1.835
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
CONTRATOS DE OPERACIÓN EMPRESAS SUBSIDIARIAS YPFB CASA MATRIZ TOTAL
Comportamiento de la Inversión en el Sector Hidrocarburos por tipo de actividad
1.294
780
1.593
1.835
3.030
2010 2011 2012 2013 2014*
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Resto 106 105 159 286 490
Industrialización 0 0 0 0 416
Plantas de separación 8 192 354 407 280
Transporte 92 125 165 134 169
Exploración 95 214 139 164 425
Explotación 478 658 776 844 1.249
Total 780 1.294 1.593 1,835 3.030
Fuente: Boletines Estadísticos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
*Nota: Las cifras del año 2014 corresponden a las inversiones programadas para la gestión.

8. Nueva Ley de Hidrocarburos 15
y gobernanza del sector
8.1 Roles institucionaleS
Fundación Jubileo vuelve a insistir en la necesidad de establecer
claramente los roles institucionales que cada una de las instan-cias
públicas del sector hidrocarburos debe asumir de acuerdo
con la política hidrocarburífera establecida no sólo en el Decre-to
de Nacionalización de los Hidrocarburos, sino también en
la Constitución Política del Estado promulgada en febrero de
2009. Esta definición de roles deberá ser considerada en el an-teproyecto
de Ley de Hidrocarburos que el Poder Ejecutivo está
trabajando desde hace varios años.
Insistimos también en que la concentración de funciones de
administración y fiscalización, junto a la función operativa
del sector hidrocarburos, todo a cargo de una sola institución
(YPFB), no constituye una práctica aconsejable para el eficiente
desarrollo del proceso hidrocarburífero de un Estado, debido
a que no se garantiza cumplimiento de normas, especialidad,
objetividad, transparencia y fiscalización imparcial.
Desde el punto de vista técnico, con relación al pago de regalías,
participaciones e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), la
Ley 3058 establece que estos conceptos serán calculados y pa-gados
sobre el volumen de la producción fiscalizada registrada
para cada mes. Por otra parte, la misma ley establece (art. 22)
que YPFB fiscalizará la producción de hidrocarburos en calidad
y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones.
Sin embargo, dentro del marco de la Ley 3058 y el Contrato
de Operación suscrito por YPFB con los Titulares, corresponde a
YPFB la obligación del pago de regalías, participaciones e IDH.
En este sentido, y con relación a dichas obligaciones, YPFB se
convertiría en juez y parte de un mismo proceso al ser el certifi-cador
oficial de los volúmenes de hidrocarburos sobre los cua-les
pagará regalías, participaciones e IDH. Adicionalmente, se
deben considerar aspectos como la gestión sobre el reservorio,
el cumplimiento de normas ambientales, las penalidades por
quema de gas natural y uso injustificado de gas combustible,
ya que es la empresa estatal YPFB, como brazo técnico del Mi-nisterio,
el responsable de recomendar la autorización o no de
dichos volúmenes. En este caso, y para fines de transparencia,
debe existir un ente fiscalizador separado de YPFB, que reco-miende
al MHE la autorización o no de dichos volúmenes cuyas
penalidades, si corresponden, deberán ser asumidas por YPFB.
Bajo este marco, un Estado debe contar con una instancia que
defina la política para el sector de hidrocarburos, promueva
las normas generales y establezca las normas específicas, la
regulación y los objetivos, a corto, mediano y largo plazo (rol
político-normador). En Bolivia, dicha instancia es el Ministerio
de Hidrocarburos y Energía que –con la finalidad de garantizar
el desarrollo del sector, el aprovechamiento del potencial hidro-carburífero
del país, la seguridad energética en beneficio de la
población- debe contar con entidades públicas que desarrollen
procesos concretos para la administración, regulación, fiscali-zación
y operación en la cadena de hidrocarburos, así como
generar mecanismos para el financiamiento de proyectos de
desarrollo empresarial en dicha cadena.
En ese sentido, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía debería
erigirse como la instancia del Poder Ejecutivo que, dentro del
marco de su actual competencia, tenga como entidades opera-tivas
del sector hidrocarburos, las siguientes:
• Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), constituida en re-emplazo
de la anterior Superintendencia de Hidrocarburos,
con base en el D.S. N° 29894, de 7 febrero 2009.
• Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación
(YPFB Corporación).
La ANH, como entidad estatal, debería administrar, regular y
fiscalizar toda la cadena hidrocarburífera, siendo su compe-tencia:
(1) la aplicación de la regulación de los contratos pe-troleros
para su correspondiente suscripción e implementación
por parte de YPFB Corporación; (2) la emisión de licencias y
autorizaciones a YPFB en forma directa o asociada, así como a
operadores privados, en función de los objetivos e intereses del
Estado; (3) la supervisión y fiscalización de todas las actividades
del sector hidrocarburos (rol administrativo-regulador).
En este sentido, la Constitución Política del Estado, aprobada
en febrero de 2009, establece en su artículo 365, la creación de
una institución autárquica de derecho público, con autonomía
de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición
del Ministerio del ramo, que será responsable de regular, con-trolar,
supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena
productiva hasta la industrialización, en el marco de la política
estatal de hidrocarburos, conforme con la ley.
Finalmente, YPFB Corporación, empresa estatal, debería ser
la instancia operadora por excelencia, que alcance, en el lar-go
plazo, una presencia sustantiva en la operación directa o
a través de sociedades anónimas estatales, sociedades con
empresas públicas latinoamericanas, empresas mixtas y otro
tipo de empresas que pudiera conformar, en virtud a su carácter
corporativo, en toda la cadena de hidrocarburos. La fuente de
financiamiento de esta empresa estatal debe ser las ganancias
resultantes de su gestión empresarial, a partir del capital con el
que actualmente cuenta la empresa (rol operador-empresarial).
8.2 INCENTIVOS PARA LA INVERSIÓN
De acuerdo con lo manifestado por autoridades guber-namentales
en mayo de 2014, la normativa sobre incen-tivos
para la exploración hidrocarburífera demorará un

poco más. Aparentemente, estas políticas de incentivos
y una nueva ley de hidrocarburos se prepararían para el
año 2015. Sin embargo, como Fundación Jubileo, insis-timos
en que ambas normativas deberían ser aprobadas
como una sola para dar mayor estabilidad jurídica al sec-tor
y que, en todo caso, el documento base debería ser la
nueva Ley de Hidrocarburos.
La actual Ley de Hidrocarburos Nº 3058, aprobada en
mayo de 2005, no condice con lo establecido en el De-creto
de Nacionalización de los Hidrocarburos ni con la
Constitución Política del Estado promulgada en febrero de
2009. En este sentido, se hace urgente la promulgación de
una nueva ley cuyo espíritu refleje las políticas adoptadas
para el sector hidrocarburos durante los últimos años y que
permita un desarrollo óptimo del sector, a fin de garantizar
beneficios de largo plazo para el país.
8.3 CONTRATOS DE SERVICIOS de EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
Si bien en la última gestión se aprobaron nuevos contratos de
servicio para exploración y explotación de hidrocarburos, la falta
de una nueva ley que haga operativos los preceptos constitu-cionales
e incorpore criterios sobre selección de empresas, ré-gimen
fiscal, en especial lo referido a la participación de YPFB,
obligaciones de las partes y otros, resulta un impedimento para
un mayor dinamismo en la suscripción de nuevos contratos y,
por ende, en un avance muy lento de la actividad exploratoria.
Asimismo, aún existen vacios legales sobre el uso y destino que
YPFB debe dar a la participación que tiene en las ganancias,
tanto de contratos de operación como de servicios por explora-ción
y explotación de hidrocarburos. Este aspecto debería estar
claramente normado para otorgarle sostenibilidad financiera a
la empresa estatal, así como un mecanismo de transparencia
sobre el destino de una porción importante de la renta petrolera.
9. Conclusiones
• Se debe ahondar esfuerzos por facilitar más el acceso a la
información del sector hidrocarburos por parte de la población
a través de la implementación de mecanismos de transparencia
que permitan no sólo conocer la situación actual del sector
hidrocarburos, sino también generar propuestas de política
pública por parte de instituciones y organizaciones sociales, a
fin de asegurar que los ingresos provenientes de este sector
vayan en beneficio directo de toda la población.
• Si bien en la última gestión se suscribieron nuevos contratos
de servicios para exploración y explotación de hidrocarburos en
importantes áreas reservadas a favor de YPFB, tal el caso de
Azero y Huacareta con un importante potencial hidrocarburífe-ro,
se espera contar con resultados concretos a mediano plazo
para poder proyectar el sector hidrocarburos para los próximos
20 años, aspecto que deberá ser acompañado con el desarrollo
de proyectos de industrialización y gestión de nuevos mercados.
• Todavía no se conocen los resultados de las políticas de cam-bio
de matriz energética adoptadas en los últimos años. Es im-portante
conocer de qué manera dichas políticas han coadyuva-do
a la reducción del consumo de combustibles líquidos y cuál
ha sido su incidencia real en las erogaciones nacionales por
concepto de subsidios a los combustibles líquidos. Esta informa-ción
es clave para la definición de nuevas políticas de comercia-lización,
tanto de gas natural como de hidrocarburos líquidos.
• Es destacable el avance del Gobierno con la instalación y
puesta en marcha de las plantas de separación de líquidos de
Río Grande y Gran Chaco; estos proyectos siempre han sido
necesarios para garantizar la seguridad energética nacional y
tienen un impacto real en la reducción de los montos destinados
por el presupuesto público a la subvención de hidrocarburos.
• Con relación a los proyectos de industrialización, de acuerdo
con la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 vigente, el precio del
gas natural destinado a la actividad de industrialización no
podrá sobrepasar el 50% del precio mínimo del contrato de
exportación. Por lo tanto, las utilidades de estos proyectos
deberían compensar la disminución de la renta petrolera que
se generará al destinar volúmenes de gas natural al mercado
interno, valorados a precios bajos, en lugar de la exportación,
cuyos precios son mucho mayores.
• La producción de hidrocarburos llegó a un registro histórico
en la gestión 2013, aspecto que acompañado de los altos
precios de exportación del gas natural boliviano ha permitido
que el Estado perciba también ingresos históricos por concepto
de renta petrolera; sin embargo, aún resta diseñar mecanismos
que permitan una mejor y mayor ejecución de estos montos por
parte de los beneficiarios de la renta y facilitar la transferencia
de estos ingresos a otros sectores de la economía nacional.
• Si bien la renta hidrocarburífera se ha incrementado
notablemente y en la actualidad existen indicios claros de
nueva actividad de exploración orientada al desarrollo de áreas
potenciales como Azero y Huacareta, que pueden dar una
nueva perspectiva a largo plazo del sector hidrocarburos; el
Estado en su conjunto se encuentra ante el desafío de lograr
una diversificación de la economía y mejora de las condiciones
de vida de la población en términos de empleo y calidad de vida
a partir de un uso eficiente de estos recursos.
w w w . j u b i l e o b o l i v i a . o r g . b o

Situacion hidrocarburos 2014

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